리디스패치 2.0과 대규모 배터리 저장 장치: 전력망에 대한 저주인가, Segen ? 거대 배터리 저장 시스템의 양면적인 역할

리디스패치 2.0을 간단하게 설명합니다: 발전소 운영자와 저장 시설 투자자가 알아야 할 사항

독일의 전력망이 역사적인 스트레스 테스트에 직면해 있습니다. 북부의 풍력 터빈은 최대 용량으로 가동되고 있지만, 남부 산업 중심지로 에너지를 수송할 송전선이 부족한 경우가 빈번합니다. 전력 공급 붕괴를 막기 위해 전력망 운영업체는 거의 24시간 내내 발전량에 개입하고 있는데, 이를 재배치(redispatch)라고 하며 소비자에게 매년 수십억 유로의 추가 비용을 발생시키고 있습니다.

하지만 에너지 전환은 이러한 시스템을 근본적으로 변화시켰습니다. 이전에는 소수의 대형 발전소의 출력을 중앙에서 제어했지만, 오늘날에는 수만 개의 분산형 발전소, 태양광 발전소, 그리고 점점 더 늘어나는 고성능 대규모 배터리 저장 시스템을 조율해야 합니다. 2021년 10월 리디스패치 2.0이 도입된 이후, 배전망 운영자와 소규모 발전소 운영자는 전력망의 물리적 안정성을 보장해야 할 의무도 지게 되었습니다.

급증하는 대규모 배터리 저장 시스템의 역할은 특히 흥미롭습니다. 이러한 시스템은 에너지 전환의 희망으로 여겨지지만, 잘못 사용될 경우 오히려 지역적인 병목 현상을 악화시킬 수 있습니다. 문제는 기술 자체에 있는 것이 아니라 지역별 가격 신호의 부족에 있는 경우가 많습니다. 다음 질의응답 가이드에서는 현대적인 혼잡 관리의 작동 방식, 비용 급증의 원인, 배터리 저장 시스템의 역할, 그리고 미래 에너지 공급의 안정성을 위해 전기 가격 구역에 대한 논의가 왜 중요한지 자세히 살펴봅니다.

재배치란 무엇을 의미하며, 이 용어가 독일 전력망에서 왜 그토록 중요한 의미를 갖는가?

전력 재분배(Redispatch)는 송전선로의 과부하를 방지하기 위해 발전소의 발전량을 조절하는 것을 의미합니다. 송전망의 특정 지점에서 병목 현상이 발생할 위험이 있을 경우, 병목 지점 인근의 발전소는 발전량을 줄이고, 병목 지점 반대편의 발전소는 발전량을 늘리도록 지시받습니다. 이러한 조치를 통해 병목 현상을 해소하는 부하 흐름이 생성됩니다. 이 용어는 에너지 정책 논의에서 자주 사용되지만, 그 전체적인 의미를 제대로 설명하는 경우는 드뭅니다. 하지만 전력 재분배는 현대 전력망을 이해하는 데 있어 핵심적인 요소이며, 전력망 운영자가 실시간으로 전력망의 물리적 안정성을 확보하는 메커니즘을 설명합니다. 전력 재분배가 없다면, 전력망 병목 현상은 통제되지 않는 과부하로 이어지고, 최악의 경우 연쇄 정전을 초래할 수 있습니다. 원리는 간단합니다. 한 지점에 너무 많은 전력이 공급되면 해당 지점의 발전량을 줄이고 다른 지점에서 이를 보상해야 한다는 것입니다. 그러나 재생 에너지의 급격한 성장과 그에 따른 전력 생산의 분산화로 인해 이 원리의 실제 적용 방식은 지난 몇 년 동안 크게 변화했습니다.

재배송의 법적 근거는 무엇이며, 그 역사적 뿌리는 어디에 있는가?

전력 재분배의 기원은 2005년 독일 에너지 산업법(EnWG)으로 거슬러 올라갑니다. 2005년 7월 13일 발효된 EnWG 제13조는 송전망 운영자에게 시스템 보안을 보장할 의무를 부여합니다. 구체적으로, 송전망 운영자는 계통 연계, 시장 연계 및 추가 예비력 확보 등의 조치를 통해 전력 공급 시스템에 대한 위협이나 차질을 제거할 권한과 의무를 갖습니다. 당시 고도로 중앙집중화된 발전소 시스템에서 이는 계통 과부하가 임박한 경우 개별 대형 발전소에 전력 공급량을 조정하도록 지시할 수 있음을 의미했습니다. 이는 주로 220kV 및 380kV 송전망의 기존 발전소에 영향을 미쳤습니다. 영향을 받는 발전소 수는 관리 가능한 수준이었고, 통신 채널은 짧았으며, 조정 노력도 비교적 적었습니다. 시스템은 소수의 대형 발전소가 대부분의 전력 생산을 담당하고 부하 흐름이 매우 예측 가능한 환경에서 작동했습니다. 이러한 중앙집중 제어의 기본 원칙은 이후 모든 확장 및 개혁의 기반이 되었습니다.

재생에너지의 확장은 전력 시스템을 어떻게 변화시켰습니까?

2010년 이후 재생에너지 확대로 시스템 구조가 근본적으로 변화했습니다. 수만 개의 분산형 발전기가 점차 몇몇 중앙 집중식 발전소를 대체했습니다. 중기적으로는 발전 시설의 약 90%가 배전망에 연결될 것이며, 대형 발전소의 중요성은 계속해서 감소할 것입니다. 이러한 변화는 특히 북부에서 남부로 이어지는 새로운 송전망 구축으로 이어졌는데, 이는 독일 북부에서 풍력 발전량이 많고 주요 소비 지역은 남부와 서부에 있기 때문입니다. 송전 용량은 생산된 모든 전력을 소비 중심지로 수송하기에 충분하지 않았으며, 많은 경우 여전히 그렇습니다. 동시에, 기존의 전력 재배치 방식과 더불어 재생에너지법에 따른 발전차액지원제도가 재생에너지 발전소에 대해 계속 시행되었습니다. 기존 발전소는 전력 재배치 방식으로, 재생에너지 발전소는 발전차액지원제도로 규제되는 이러한 병행 구조는 혼잡 관리 조치의 복잡성과 비용 증가를 초래했습니다. 풍력 및 태양광 발전소는 날씨와 시간대에 따라 에너지를 생산하므로 부하 흐름 예측이 상당히 어려워지고 제어 조치의 필요성이 증가합니다.

기존의 재배포 및 공급 관리 시스템의 문제점은 무엇이었습니까?

기존 시스템은 구조적 분열로 인해 비효율성이 점점 심화되었습니다. 한편으로는 독일 에너지 산업법(EnWG) 제13조에 따른 기존의 전력 재배치가 있었는데, 이는 송전망에만 적용되었으며 설치 정격 용량이 10메가와트 이상인 기존 발전소에 영향을 미쳤습니다. 송전망 운영자는 이러한 발전소를 규제하여 계통 혼잡을 방지할 수 있었습니다. 다른 한편으로는 신재생에너지법(EEG)과 열병합발전법(KWKG)에 따른 발전차액지원제도가 있었는데, 이는 계통 혼잡 관리를 위해 신재생에너지 발전소와 열병합발전소를 별도로 규제하는 것이었습니다. 발전차액지원제도에서는 실제 값, 즉 심각한 상황에 따라 발전소의 발전량을 제한했습니다. 사전 예측에 기반한 계획 수립이 부족했고, 임의적으로 발전량 제한이 발생하여 비용이 증가하고 가용 자원이 비효율적으로 사용되었습니다. 전체 계통 혼잡 관리 비용은 2019년 13억 유로에서 2023년 32억 유로로 크게 증가했습니다. 2023년에는 전력망 병목 현상으로 인해 약 19테라와트시(TWh)의 전력이 손실되었는데, 이는 독일 전체 전력 생산량의 약 4%에 해당합니다. 해상 및 육상 풍력 발전소가 특히 큰 영향을 받았습니다.

2019년 전력망 확장 가속화 법안에서 정확히 어떤 내용이 결정되었나요?

증가하는 문제에 대한 정치적 대응은 2019년 5월 17일 발효된 전력망 확장 가속화법 개정안을 통해 이루어졌습니다. 이 개정안의 목표는 전력 재배치와 발전차액관리를 통합된 혼잡관리 시스템으로 통합하는 것이었습니다. 기존의 신재생에너지법(EEG)과 열병합발전법(KWKG)에 따른 발전차액관리 규정은 폐지되고, 에너지산업법(EnWG) 제13조, 제13a조, 제14조에 기반한 통합 재배치 제도인 '재배치 2.0'으로 대체되었습니다. 이는 독일 전역의 전력 공급에 대한 통일된 예방적 혼잡관리 시스템을 구축하기 위한 것이었습니다. 신재생에너지 발전소와 열병합발전소(CHP)는 더 이상 별도로 취급되지 않고 기존 발전소와 동일한 법적 체계에 따라 규제되었습니다. 시행 기한은 2021년 10월 1일로 정해졌으며, 초기 데이터 제출 의무는 2021년 7월부터 시작되었습니다.

리디스패치 2.0은 언제부터 시행되었으며, 근본적으로 어떤 점이 새로워졌나요?

2021년 10월 1일부터 모든 시장 참여자는 리디스패치 2.0을 의무적으로 시행해야 합니다. 새로운 점은 개입 자체의 가능성보다는 시스템 전반에 걸친 통합입니다. 기존 화력 발전소, 신재생 에너지 발전소, 에너지 저장 시설을 포함하여 100킬로와트 이상의 용량을 가진 모든 제어 가능 발전소가 혼잡 관리 대상에 포함되었습니다. 이는 10메가와트 이상의 대형 화력 발전소만 리디스패치의 직접적인 영향을 받았던 기존 시스템과의 근본적인 차이점입니다. 새로운 시스템에서는 계통 운영자가 약 36시간의 계획 기간 동안 계통 상태를 예측하고 필요에 따라 최적화합니다. 이를 위해서는 부하 및 전력 공급량 예측이 필수적입니다. 혼잡이 감지되면 계통 운영자는 비용 효율적인 조치를 통해 이를 해결해야 합니다. 또 다른 중요한 혁신은 이러한 조치가 에너지 생산량과 에너지 소비량 측면에서 균형을 이루어야 한다는 점입니다. 이는 발전소 운영자가 제어 개입으로 인해 재정적 불이익을 받지 않도록 보장하기 위함입니다. 더 나아가, 혼잡 관리의 책임은 더 이상 송전 시스템 운영자만의 몫이 아니라 모든 배전 시스템 운영자에게도 있으며, 이로써 배전 시스템 운영자는 혼잡 관리의 핵심 축이 되었습니다.

Redispatch 2.0 프로세스는 구체적으로 어떻게 작동합니까?

리디스패치 2.0 프로세스는 기존의 반응형 접근 방식과는 근본적으로 다른 계획 기반 접근 방식을 채택하고 있습니다. 전력망 운영자는 모든 전력망 참여자, 특히 전력망에 전력을 공급하는 발전소와 주요 소비처로부터 수집한 종합적인 데이터를 바탕으로 혼잡 예측을 수행합니다. 발전소 운영자는 선택한 균형 모델에 따라 계획 데이터 또는 예측 데이터를 제출합니다. 예측 모델에서는 시장 관련 조정 사항 및 가용성 정보를 전력망 운영자에게 제공하여 운영자가 발전량 예측을 생성할 수 있도록 해야 합니다. 계획 가치 모델에서는 발전소 운영자가 예측 데이터와 계획 데이터를 모두 제출해야 합니다.

이러한 데이터와 실시간 정보를 바탕으로 전력망 운영자는 잠재적인 전력망 병목 현상을 조기에 파악하고 목표에 맞는 선제적 조치를 취할 수 있습니다. 예측 가능한 과부하에 대비하여 대체 스케줄을 계산하고 시장 스케줄과의 편차를 조정합니다. 독일 에너지 산업법(EnWG) 제13a조는 발전소 운영자에 대한 균형 조정 및 재정적 보상을 규정합니다. 대부분의 경우 직접 판매업자인 균형 조정 그룹 관리자는 해당 균형 조정 그룹에서 부족한 에너지량에 대해 전력망 운영자로부터 보상을 받습니다. 새로운 프로세스에서는 15분 단위로 공급 및 감축되는 에너지량이 균형 조정 그룹에 할당됩니다. 이 시스템은 송전 시스템 운영자, 배전 시스템 운영자, 발전소 운영자, 균형 조정 그룹 관리자, 그리고 발전소 운영자가 책임의 상당 부분을 위임할 수 있는 소위 배치 관리자 간의 업계 전반의 협력이 필요합니다.

현재 네트워크 혼잡 관리 비용은 얼마이며, 어떻게 변화해 왔습니까?

최근 몇 년간 전력망 혼잡 관리 비용은 상당한 변동을 보였습니다. 2022년에는 에너지 위기와 극도로 높은 연료 및 도매 가격으로 인해 총 비용이 약 42억 유로로 최고치를 기록했습니다. 2023년에는 시행된 조치 규모가 34,297기가와트시로 증가했음에도 불구하고 총 비용이 31억 유로 미만으로 감소할 것으로 예상됩니다. 이러한 감소는 도매 전력 가격이 메가와트시당 230유로에서 약 92유로로 하락하면서 에너지 가격이 완화된 데 기인합니다. 기존 화력 발전소를 활용한 전력 재배치 조치의 예상 비용은 2023년에 약 18억 유로에 달했으며, 재생 에너지 생산량 감축 비용은 약 6억 유로로 세 배 증가했습니다.

2024년에는 전력망 안정화 조치 규모가 약 12% 감소한 30,304기가와트시(GWh)를 기록했고, 잠정 총비용 또한 약 27억 8천만 유로로 더욱 감소했습니다. 그러나 2024년 4분기에는 우려스러운 증가세가 나타났습니다. 전력망 안정화를 위해 10,424GWh의 전력이 사용되었는데, 이는 전년 동기 대비 19% 증가한 수치입니다. 특히 2024년 12월에는 한 달 동안에만 3억 7천만 유로의 비용이 발생하여 에너지 위기 이후 최고치를 경신했습니다. 2024년에는 전력 생산량 감축 대상 재생에너지 발전소의 약 47%가 배전망에 연결되어 있었으며, 이 중 74%는 송전망 문제로 인한 것이었습니다. 동시에 병목 현상이 배전망으로 이동하는 추세가 심화되고 있습니다. 재배송 물량에서 배전망이 차지하는 비중은 2023년 20%에서 2024년 26%로 증가했습니다. 이러한 비용은 네트워크 요금을 통해 전기 요금에 반영되어 모든 소비자에게 영향을 미칩니다.

리디스패치 2.0이 대규모 배터리 저장 시스템에 특히 중요한 이유는 무엇일까요?

수 메가와트 용량의 대규모 배터리 저장 시스템은 기술적으로 상당한 양의 에너지를 시간에 걸쳐 저장할 수 있습니다. 그러나 실제 전력 공급은 전력망 구조에 따라 달라집니다. 배터리 시스템은 전력 재배치가 가능하고, 예측이 필요하며, 혼잡 관리 시스템에 통합되어야 합니다. 용량만으로는 전력 공급이 보장되지 않습니다. 시스템 안정성이 요구되는 경우, 시장성은 후순위로 밀려날 수밖에 없습니다. 특히 설치 용량이 큰 경우, 전력망 계획, 예측 모델 및 혼잡 관리 시스템과의 통합이 매우 중요합니다. 대형 배터리는 선택적 충전 또는 방전을 통해 병목 현상을 완화할 수 있습니다. 하지만 여러 시스템이 동시에 전력을 공급하려고 시도할 경우, 대형 배터리 자체가 병목 현상의 원인이 될 수도 있다는 점에 유의해야 합니다.

독일의 대규모 배터리 저장 시스템 시장은 빠르게 성장하고 있습니다. 2025년까지 설치 용량이 명목 전력 기준으로 2기가와트(GW)를 넘어설 것으로 예상되며, 2025년 한 해에만 1.46GW의 신규 용량이 추가될 것으로 전망됩니다. 2027년까지는 2024년 대비 7배 증가할 것으로 예상되며, 여러 예측에 따르면 2030년에는 총 용량이 15GW에 달할 수 있습니다. 현재 전력망 운영자의 배터리 저장 장치 연결 요청량은 기존 용량을 거의 100배 초과하고 있습니다. 이러한 성장률을 고려할 때, 이러한 시스템을 전력망 혼잡 관리 시스템에 통합하는 것이 점점 더 시급한 과제가 되고 있습니다.

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대용량 배터리는 일반적으로 전력망에 좋은 영향을 미칠까요, 아니면 나쁜 영향을 미칠까요?

이 질문에 대한 일반적인 답변은 위치, 운영 모드, 그리고 특정 전력망 상황에 따라 달라지기 때문에 불가능합니다. 에너지 저장 장치 개발업체인 에코스토어(Eco Stor)의 의뢰로 네온 노이에 에너지외코노믹(Neon Neue Energieökonomik)이 슐레스비히홀슈타인과 바이에른에 있는 두 개의 대형 배터리의 성능을 1년 중 15분 단위로 분석한 연구가 있습니다. 연구 결과에 따르면 전력망 운영자는 배터리 용량 1킬로와트(kW)당 연간 3~6유로의 전력 재배치 비용을 절감할 수 있는 것으로 나타났습니다. 따라서 대형 배터리는 에너지 정책 논의에서 종종 제기되는 주장과는 달리 전력망에 본질적으로 부담을 주는 요소로 간주되어서는 안 됩니다.

그러나 현재 독일은 단일 전기 요금 구역만 운영하고 지역별 가격이 없기 때문에 이러한 전력망 부담 완화는 순전히 우연에 의해 발생합니다. 배터리는 도매 및 균형 에너지 시장의 균일한 가격 신호에 따라 작동하며, 전력망 병목 현상을 감지하지 못합니다. 상세 분석에 따르면 대형 배터리는 15분 단위 시간 중 약 20% 정도에서 전력망 부담을 완화하고, 또 다른 약 20%에서는 오히려 부담을 가중시키는 것으로 나타났습니다. 나머지 60%의 시간 동안은 배터리가 유휴 상태이거나 전력망에 병목 현상이 없습니다. 프라운호퍼 ISE는 또한 시장 메커니즘에 따라 주로 운영되는 대형 배터리 저장 시스템이 불리한 충전 및 방전 패턴으로 인해 지역 전력 피크를 증폭시켜 변압기 및 송전선로 부하를 악화시킬 수 있다고 지적합니다.

대규모 배터리 저장 시스템에서 '계통 연계형 운영'이란 무엇을 의미할까요?

계통 연계형 운전이란 전력망 안정화, 병목 현상 방지, 전압 변동 보상 등을 위해 에너지 저장 시스템을 의도적으로 활용하는 것을 의미합니다. 이는 전력을 저렴한 가격에 구매하여 높은 가격에 판매하는 시장 연계형 운전(전형적인 가격 차익거래)과는 다릅니다. 대규모 배터리 저장 시스템은 계통 내 배치 및 운전 모드가 계통 부하를 줄여줄 경우 계통 연계형으로 간주됩니다. 이는 예를 들어 계통 확장 필요성을 줄이는 데 기여할 수 있습니다.

실제로 두 가지 접근 방식을 결합할 수 있습니다. 에너지 저장 시스템은 시장에서 경제적으로 참여하는 동시에 전력망에 기여할 수 있습니다. 연구에 따르면 전력망 지원형 에너지 저장 시스템은 전력 유입량이 급증할 것으로 예상되는 시점에 선택적으로 전력을 흡수했다가 나중에 다시 전력망으로 공급합니다. 이는 개입 필요성을 줄이고 전력 공급 안정성을 높입니다. 배터리 저장 시스템이 전력망 지원형으로 작동하려면 전력망에 특히 부담이 큰 곳에 설치해야 합니다. 또한 지능형 제어는 저장 시스템이 적절한 시점에 반응하여 효율적으로 에너지를 공급할 수 있도록 보장하는 데 필수적입니다. 예를 들어 최소 방전 시간이 4시간인 등 저장 시스템의 규모가 크고 유연하게 설계될수록 전력망 부담 완화에 더 큰 기여를 할 수 있습니다.

현재 대형 배터리의 전력망 친화적인 행동을 유도하는 효과적인 인센티브가 없는 이유는 무엇일까요?

문제는 독일 전력 시장 설계 방식에 있습니다. 독일은 현재 단일 전력 가격 구역을 운영하며, 익일 전력 가격이 전국적으로 동일합니다. 이는 특정 지역의 전력망 혼잡 여부와 관계없이 전력 거래소에서 거래되는 전력 가격이 독일 전역에서 동일하다는 것을 의미합니다. 배터리 저장 시스템을 비롯한 모든 시장 참여자들은 도매 및 균형 에너지 시장에서 이러한 균일한 가격 신호에 의존합니다. 지역별 병목 현상을 반영하는 가격 신호가 없기 때문에 전력망 혼잡은 이들에게 전혀 인지되지 않습니다.

이 시스템에서는 전력망 친화적인 방식으로 행동할 재정적 유인이 없습니다. 슐레스비히홀슈타인에 있는 한 에너지 저장 시설이 강풍 시 충전을 하는 것은 해당 지역의 전력망 병목 현상 때문이 아니라, 전국적인 전기 가격이 현재 낮기 때문입니다. 이러한 행동이 동시에 전력망 친화적이라는 것은 순전히 우연의 일치입니다. 네온 뉴 에너지 이코노믹스의 연구는 전력망 친화적인 행동을 강화하기 위한 세 가지 규제 접근 방식을 검토했습니다. 15분마다 전력망 상황을 반영하는 동적 재분배 가격 신호가 가장 우수한 것으로 나타났습니다. 이러한 가격 신호는 전력망에 가장 큰 부가가치를 창출하는 동시에 시장 가치 손실을 최소화합니다.

대규모 배터리 저장 및 재배치를 위한 전기 가격 구역에 대한 논의는 어떤 역할을 할까요?

최근 몇 년 동안 독일의 전력 가격 구역 분할을 둘러싼 논쟁이 상당한 주목을 받고 있으며, 이는 전력 재배치 및 대규모 배터리 저장 문제와 직접적으로 연관되어 있습니다. EU 집행위원회는 입찰 구역 검토의 일환으로 유럽 입찰 구역에 대한 재검토를 요구하며 독일을 2~4개의 구역으로 나누는 방안을 제안했습니다. 아고라 에너지벤데(Agora Energiewende)와 프라운호퍼 전기연구소(Fraunhofer IEE)의 연구에 따르면, 지역별 가격 책정 시스템을 도입하면 전력 재배치 비용을 크게 절감하고 전력 공급 안정성을 강화할 수 있다고 합니다. 이르면 2023년까지 지역별 가격 신호를 활용하면 전국적으로 기업과 가정의 전기 요금을 메가와트시당 평균 6유로 이상 절감할 수 있을 것으로 예상됩니다.

에너지 공급업체 에너시티(Enercity)의 의뢰로 네온 노이에 에너지외코노믹(Neon Neue Energieökonomik)이 작성한 보고서에 따르면, 전력망을 4~5개의 가격 구역으로 나눌 경우 독일 내 병목 현상으로 인한 임대료 손실이 연간 약 20억 유로에 달할 것으로 추산됩니다. 그러나 뮌헨 공과대학교의 연구 결과는 몇몇 대규모 전력 가격 구역 간의 가격 차이가 미미하여 재배치 비용 절감 효과가 크지 않다는 것을 보여줍니다. 반면, 노드별 가격 책정 방식은 재배치 비용과 전체 비용을 크게 절감할 수 있습니다. 지역별 가격 신호는 대규모 배터리 저장 시스템에 매우 중요한 역할을 할 수 있는데, 이는 처음으로 전력망 친화적인 운영에 대한 경제적 유인을 제공하기 때문입니다. 하지만 새 독일 정부는 연립 정부 구성에서 당분간 단일 전력 가격 구역을 유지하기로 합의했습니다.

재배치 작업 중 발전소 운영자는 어떻게 재정적 보상을 받습니까?

송전망 운영자가 발전량을 조정하는 경우, 독일 에너지 산업법(EnWG) 제13a조는 발전소 운영자에 대한 균형 조정 및 재정적 보상을 규정합니다. 영향을 받는 발전단지 또는 전력수송단지의 균형 조정 관리자는 발전량 조정 요청을 한 송전망 운영자를 상대로 해당 조치에 대한 균형 조정 보상을 청구할 수 있습니다. 또한, 유효 또는 무효 전력 발전량 조정에 대해서는 적절한 재정적 보상이 이루어져야 합니다. 적절한 재정적 보상에는 실제 발전량 조정에 필요한 비용, 발전소 가치에 비례하는 소비량, 그리고 입증된 수익 손실액이 포함됩니다.

2024년 6월, 연방 네트워크청은 전력망 개선법 제13a조 2항에 따른 재배치 조치에 대한 적절한 재정 보상액을 결정하는 지침을 발표했습니다. 기본 원칙은 재생 에너지 또는 기존 발전소 운영자가 전력망 제어 개입으로 인해 경제적 불이익을 당해서는 안 된다는 것입니다. 즉, 제어 개입이 없었을 때와 동일한 상황에 놓이게 됩니다. 예를 들어, 남쪽으로 향하는 송전선로의 과부하로 인해 북쪽의 풍력 발전소가 가동 중단되더라도 운영자는 보상을 받아야 합니다. 동시에 남쪽의 다른 발전소는 수요를 충족하기 위해 더 많은 전력을 생산해야 하므로 추가 비용이 발생합니다.

배전망 운영자는 리디스패치 2.0 프로세스에서 어떤 역할을 수행합니까?

2021년 9월 30일까지 독일에서는 송전망 재분배(redispatch)가 4개 송전 시스템 운영자의 전적인 책임이었습니다. 하지만 리디스패치 2.0(Redispatch 2.0) 도입으로 상황이 근본적으로 바뀌었습니다. 배전 시스템 운영자는 독일 전력망 혼잡 관리의 핵심 축이 되었습니다. 이들은 전력망 병목 현상을 사전에 파악하고, 전력망 및 전력 공급 안정성을 확보하면서 적절한 조치를 결정, 조정 및 실행해야 합니다. 이를 위해서는 예상 부하를 고려한 네트워크 모델링과 전력망 상태 예측이 필수적입니다. 병목 현상을 해소하기 위해 배전 시스템 운영자는 100킬로와트(kW) 이상의 모든 신재생 에너지 발전소, 열병합 발전소(CHP), 그리고 에너지 저장 시설을 모델에 포함해야 합니다.

이는 기존 책임 범위를 크게 확장하는 것으로, 잠재적 병목 현상에 실시간으로 예측 기반 대응하기 위한 새로운 시장 역할과 프로세스가 필요합니다. 배전망의 병목 현상 심화는 이러한 발전의 중요성을 더욱 부각합니다. 재생에너지 발전소의 재송전 물량에서 배전망이 차지하는 비중은 2023년 20%에서 2024년 26%로 증가했으며, 분산형 발전이 더욱 확대됨에 따라 이러한 추세는 지속될 것으로 예상됩니다.

대규모 배터리 저장 시스템은 구체적으로 어떻게 전력망 혼잡을 줄이는 데 기여할 수 있을까요?

배터리 저장 시스템은 전력망 병목 현상이 발생하는 시점에 정확하게 개입할 수 있습니다. 전력 생산량이 과다할 경우 에너지를 저장해 두었다가 수요가 증가할 때 방출합니다. 대규모 저장 시스템은 밀리초 단위로 반응하기 때문에 전압 변동, 주파수 불안정 또는 지역 부하 피크를 안정적으로 보상하는 데 이상적입니다. 이러한 시스템은 균형 전력을 제공하여 정전을 예방할 수 있습니다. 전력 재배치를 피할 때마다 비용을 절감하고 재생 에너지원의 전력 낭비를 방지할 수 있습니다.

실제 시나리오에서 독일 북부의 대규모 배터리 저장 시스템은 강풍 시 선택적으로 충전되어 전력망 과부하를 유발할 수 있는 전력 공급 피크를 완화할 수 있습니다. 프라운호퍼 ISE는 관련 변전소의 발전량 및 부하 시계열 데이터를 분석하고, 그에 따른 전력 흐름을 모델링하며, 계통 연계 운영 전략을 시뮬레이션하여 특정 지역에서 대규모 배터리 저장 시스템을 계통 연계 방식으로 운영할 수 있는지 여부를 분석합니다. 또한, 해당 지역에서 과거에 전력 재배치 조치가 시행되었는지 여부도 검토합니다. 배터리 저장 시스템은 지역 부가가치를 창출하고, 계통 부담을 줄이며, 지역 전력 공급 안정성을 강화하므로, 이러한 분석은 지자체, 전력망 운영자 및 프로젝트 개발자에게 새로운 기회를 제공합니다.

대규모 배터리 저장 시스템 자체가 전력망 안정성에 문제를 일으킬 수 있는 이유는 무엇일까요?

전력 시스템은 중앙 집중식 발전소 제어 시스템에서 분산 자원의 데이터 기반 조정 시스템으로 전환되었습니다. 이 새로운 시스템에서는 전력 생산량뿐만 아니라 시스템 아키텍처와의 통합 또한 중요합니다. 막대한 용량을 가진 대규모 배터리 저장 시스템은 지역 전력망 상황을 고려하지 않고 시장 신호에만 의존하여 운영될 경우 문제가 발생할 수 있습니다. 예를 들어, 전기 요금이 높은 시기에 한 지역의 여러 저장 시스템이 동시에 전력망에 전력을 공급하려고 하면, 오히려 피해야 할 병목 현상을 유발하거나 악화시킬 수 있습니다.

주로 시장 메커니즘에 따라 운영되는 대규모 배터리 저장 시스템은 부적절한 충전 및 방전 패턴으로 인해 지역 전력 피크를 증폭시켜 변압기와 송전선로에 부하를 증가시킬 수 있습니다. 대규모 배터리 저장 시스템의 급증은 이러한 문제를 더욱 악화시킬 가능성이 있습니다. 현재 계통 연계 요청량이 200기가와트를 초과함에 따라 이러한 시스템들을 효율적으로 조정하는 것이 향후 주요 과제 중 하나임이 분명합니다. 중요한 점은 용량만으로는 계통 연계가 보장되지 않는다는 것입니다. 시스템 안정성이 필수적인 경우 마케팅은 후순위로 밀려나야 합니다. 시장에서 수익을 창출하고자 하는 저장 시스템은 계통의 물리적 한계와 계통 운영자의 결정에 따라 계통 연계 옵션이 제한된다는 점을 받아들여야 합니다.

미래의 병목 현상 관리는 어떤 모습일까요? 그리고 Redispatch 3.0은 무엇을 의미할까요?

리디스패치 2.0은 주로 발전 설비를 혼잡 관리 시스템에 통합하는 데 중점을 두지만, 리디스패치 3.0으로의 발전은 저장 설비, 전해조, 제어 가능 부하 등을 더욱 긴밀하게 통합하는 것을 목표로 합니다. 디지털 플랫폼과 실시간 데이터를 통해 발전과 소비를 더욱 세밀하게 조정하는 것이 궁극적인 목표입니다. 이를 위해 전력 가격 구역 및 지역 가격 신호에 대한 논의가 중요한 역할을 할 것입니다. 전력망 친화적인 행태에 대한 규제 인센티브가 성공적으로 마련된다면, 대규모 배터리 저장 시스템은 현재보다 훨씬 더 큰 역할을 통해 혼잡을 방지할 수 있을 것입니다. 네온 뉴 에너지 이코노믹스의 연구에 따르면, 동적 리디스패치 가격 신호는 시장 가치 손실을 최소화하면서 전력망에 가장 큰 부가가치를 창출할 수 있다고 결론지었습니다.

기술 발전이 이러한 추세를 뒷받침하고 있습니다. 리튬 이온 배터리 가격은 지난 10년 동안 약 84% 하락했으며, 저장 용량이 더 큰 시스템으로의 전환이 가속화되고 있습니다. 2022년에는 평균적인 배터리 프로젝트가 1시간 용량 시스템이었지만, 현재는 2시간 용량 시스템이 주를 이루고 있으며, 4시간 및 6시간 용량 시스템의 사용도 점차 증가하고 있습니다. 2030년까지 독일의 대규모 배터리 저장 시스템 용량은 총 57기가와트시(GWh)에 달하고, 총 출력은 15기가와트(GW)에 이를 수 있을 것으로 예상됩니다. 장기적으로는 2050년까지 60GW, 즉 271GWh 용량까지 달성하는 것도 가능합니다. 이러한 용량을 확보한다면, 적절한 인센티브를 제공하는 규제 체계가 마련될 경우 대규모 배터리 저장 시스템은 전력망 혼잡 관리의 핵심 수단이 될 수 있을 것입니다.

이 모든 것이 에너지 전환 전체에 어떤 의미를 갖는 것일까요?

독일의 전력 시스템은 근본적인 변화를 겪고 있습니다. 에너지 전환으로 인해 기존의 중앙 집중식 시스템은 분산된 생산자들로 구성된 매우 복잡한 네트워크로 변모했으며, 새로운 조정 메커니즘이 필요하게 되었습니다. 리디스패치 2.0은 이러한 새로운 조정의 핵심 요소로서, 모든 관련 이해관계자를 통합된 혼잡 관리 시스템으로 통합합니다. 대규모 배터리 저장 시스템은 이러한 변화의 해결책인 동시에 새로운 과제를 야기할 수 있는 잠재적 요인이기도 합니다. 배터리 저장 시스템은 혼잡을 완화하고, 균형 전력을 제공하며, 재생 에너지를 통합하고, 전력망 확장의 필요성을 줄일 수 있습니다. 하지만 동시에 시스템 아키텍처에 신중하게 통합하여 오히려 혼잡을 유발하는 요인이 되지 않도록 해야 합니다.

미래를 이끌어갈 핵심 동력은 전력망 병목 현상을 드러내는 가격 신호를 지향하는 전력 시장 설계의 발전, 전력망 확장의 가속화, 전력망 제어의 디지털화, 그리고 전력망 친화적인 행태에 보상을 제공하는 규제 체계 구축에 있습니다. 미래의 에너지 시스템은 더 이상 소수의 대형 발전소에 의해 좌우되지 않고, 풍력 터빈과 태양광 패널부터 배터리 저장 장치, 전해조, 제어 가능한 부하에 이르기까지 수십만 개의 분산형 자원이 데이터 기반으로 효율적으로 조정되는 형태로 운영될 것입니다. 리디스패치 2.0은 이러한 조정의 토대를 마련했습니다. 향후 몇 년 동안 규제 체계가 기술 변화의 속도에 발맞춰 나갈 수 있을지가 드러날 것입니다.

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Konrad Wolfenstein

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